СТРУКТУРА И КАЧЕСТВЕННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕСУРСОВ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ *

Н.А. КРЫЛОВ, Э.М. ХАЛИМОВ, Ю.Н. БАТУРИН, В.В. АЛЕНИН, В.И. АЗАМАТОВ (ИГиРГИ)

Западная Сибирь - крупнейшая нефтегазоносная провинция, начальные суммарные ресурсы (НСР) которой составляют 60% НСР России. Здесь открыто около 500 нефтяных, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений, содержащих 73% текущих разведанных запасов нефти России. Благодаря открытию уникальных и крупных месторождений в Западной Сибири и их интенсивному освоению удалось значительно нарастить добычу нефти в стране и выйти на первое место в мире. За неполных три десятилетия в Западной Сибири добыто почти 6 млрд. т нефти, что составляет 45% накопленной добычи России.

Рост добычи нефти в Западной Сибири продолжался с 1964 по 1988 г., когда ее уровень достиг 415 млн. т (включая конденсат). Динамика роста добычи нефти была неравномерной. Так, с 1964 по 1975 г. добыча увеличилась до 148 млн. т, далее за пятилетие она удвоилась. В дальнейшем темп роста уровня добычи замедлился, а в 1985 г. произошло его временное снижение. В последующие три года вновь удалось нарастить добычу нефти, но с 1989 г. началось ускоренное падение объема добычи и за 1989-1992 гг. уровень добычи снизился более чем на 150 млн. т. Однако и в этих условиях регион занимает ведущее место в России по объему годовой добычи нефти (70%).

Причинами замедления роста и снижения уровня добычи нефти в Западной Сибири явились как общий кризис народного хозяйства страны, в том числе и нефтедобывающей промышленности, так и негативные изменения структуры сырьевой базы нефтедобычи в сторону ее ухудшения. Рассмотрим геологические аспекты этой проблемы.

Состояние разведанных запасов нефти. Обобщенными показателями состояния базы нефтедобычи являются динамика величины текущих запасов промышленных категорий и изменение кратности запасов добыче. Для Западной Сибири характерно последовательное увеличение текущих запасов, что определялось постоянным превышением прироста запасов над добычей нефти. В последние годы темп роста запасов промышленных категорий резко снизился за счет списания неподтвердившихся запасов нефти, приращенных ранее. Следует обратить внимание, что в отличие от Западной Сибири падение добычи в Волго-Урале и на Северном Кавказе сопровождалось снижением объема текущих запасов нефти, обусловленным превышением добычи нефти над приростом запасов.

Замедление роста добычи нефти в Западной Сибири и его падение в условиях растущих или стабилизировавшихся по объему текущих разведанных запасов региона привели к росту кратности, что присуще нефтедобывающим регионам после достижения пика нефтедобычи [З]. Однако в Западной Сибири минимум кратности в 1,5-2 раза превышал минимальную кратность в Волго-Урале и на Северном Кавказе, что связано, в частности, и с наличием в Западной Сибири значительных запасов, не введенных в разработку.

С геологических позиций динамика добычи нефти определяется объемом запасов и характеристикой их качества. Опыт освоения нефтегазовых недр Западной Сибири показал, что ресурсная база нефтедобычи существенно дифференцирована по качеству.

В первую очередь дифференциация ресурсов определяется распределением НСР по нефтегазоносным комплексам (НГК), продуктивность которых существенно различна. Так, около половины НСР нефти приходится на неокомский НГК, в котором преобладают нефтяные залежи с дебитами скважин более 20 т/сут и максимальными начальными дебитами сотни тонн в сутки. Васюганский НСГ (верхняя юра) также характеризуется в основном высокодебитными залежами нефти. В других НГК Западной Сибири - тюменском, баженовском, ачимовском, апт-альбском, сеноманском - встречаются высокопродуктивные, но доминируют низкопродуктивные залежи нефти (с начальными дебитами менее 10 т/сут) [1].

На рис. 1 приведена текущая структура НСР нефти Западной Сибири, которая определяется как начальным распределением ресурсов НГК, так и различиями в темпах освоения различных по качеству запасов и ресурсов нефти. Рассмотрим текущую характеристику качества запасов и ресурсов нефти. Прежде всего, обращает на себя внимание снижение роли высокопродуктивных ресурсов неокомского НГК в текущих запасах промышленных категорий по сравнению с накопленной добычей. В накопленной добыче нефти 86% принадлежит неокомскому комплексу, причем большую часть здесь составляют реализованные запасы нефтяных высокопродуктивных залежей и лишь небольшую долю - запасы подгазовых и относительно малодебитных залежей. На все остальные НГК в накопленной добыче приходится 14%, из которых третья часть принадлежит реализованным запасам наиболее продуктивного среди них васюганского НГК. В текущих запасах ABC₁ неокомскому НГК принадлежит 55%, причем в этих запасах существенную роль играют запасы в подгазовых залежах и относительно низкодебитных залежах, которые осваивались менее интенсивно или не были введены в разработку вообще.

В Западной Сибири не введено в разработку около 35% запасов нефти. Среди них есть запасы месторождений и залежей, находящихся в разведке, а также запасы, подготовленные ранее, но не вводимые до сих пор по технико-экономическим соображениям.

В практику анализа сырьевой базы нефтедобычи внедрилось в последнее время понятие о трудноизвлекаемых запасах (ТИЗ), к которым относят следующие запасы нефти:

• в подгазовых залежах;
• с вязкостью более 30 Па-с;
• в коллекторах с проницаемостью менее 0,05 мкм²;
• в пластах толщиной менее 2м [5].

Запасы этой категории в значительном объеме присутствуют в Западной Сибири. Частично они вовлечены в разработку, частично - остаются неосвоенными.

Основную нагрузку в добыче нефти в течение длительного периода несли и по-прежнему несут высокопродуктивные залежи неокома, что ведет к их опережающему истощению. Основными показателями динамики качества разрабатываемых запасов нефти являются степень выработки запасов и связанные с ней обводненность добываемой нефти и дебиты скважин, а также динамика темпов отборов запасов.

Выработанность запасов, введенных в разработку, в целом составляет около 40% и сильно дифференцирована для разных месторождений и залежей. По трем уникальным месторождениям, обеспечивающим 26% текущей добычи нефти, выработка составила 63%. При этом такие самые лучшие по своим характеристикам залежи, как залежь БВ₈ месторождения Самотлор, выработаны на 80-90%.

Неравномерность отбора запасов из залежей с разной продуктивностью можно проиллюстрировать на примере месторождения Самотлор, где общая выработанность начальных запасов на 1.1.1992 г. превысила 60% (рис. 2).

В связи с высокой степенью выработки к 1991 г. в Западной Сибири значительно возросла доля запасов месторождений с падающей добычей (53,9%). Растущую добычу обеспечивают 34,6% запасов, стабильную - 11,5%.

Среднесуточные дебиты нефтяных скважин снизились по основным разрабатываемым месторождениям со 150 т в 1970 г. до 43 т в 1985 г. и до 10 т в 1990 г.

Возросла обводненность добываемой нефти с 56% (1985 г.) до 72% (1990 г.). По степени обводненности продукции разрабатываемые запасы нефти в Западной Сибири стали сопоставимы с ресурсами старых районов - Волго-Урала и Северного Кавказа. Все это привело к снижению темпов отбора запасов. Только за последние пять лет средние годовые темпы отбора запасов снизились с 3,9 до 2,9%. Снижение темпов отбора типично для подавляющей части разрабатываемых месторождений и лишь два крупных месторождения - Усть-Балыкское и Покачевское - характеризовались в 1985-1990 гг. ростом темпа отбора текущих запасов нефти.

Форсированный отбор запасов из наиболее высокопродуктивных залежей (из залежи пласта БВ₈ месторождение Самотлор годовой отбор на пике добычи составлял, например 20%) привел к последовательному накоплению на балансе трудноизвлекаемых запасов. Доля ТИЗ в общем балансе разведанных запасов нефти в Западной Сибири от первых процентов в начале разработки возрастала и составила в середине 70-х годов более 10%, а ныне более - 50%. Этот показатель следует учитывать, так как темп отбора ТИЗ на одинаковых стадиях разработки в 4-5 раз ниже, чем для запасов, которые стали в противоположность трудноизвлекаемым называть "активными" [5].

Таковы качественные характеристики запасов нефти промышленных категорий в Западной Сибири и тенденции их динамики. Ближайшим резервом наращивания запасов категорий ABC₁ являются предварительно оцененные запасы (С₂).

На запасы нефти категории С₂ Западной Сибири приходится значительная часть нефтяного потенциала месторождений и они связаны в основном (81%) с разведуемыми и подготовленными к разработке месторождениями. На разрабатываемых месторождениях концентрация запасов нефти категории С₂ невысока и составляет в среднем 3-6 млн. т на объект. Выполненная дифференциация запасов нефти категории С₂ показала, что 51% их объема сосредоточен в отложениях шельфового неокома и васюганского комплекса, которые имеют в целом лучшие фильтрационно-емкостные свойства. Остальная часть относится к менее продуктивным горизонтам тюменской и баженовской свит, ачимовской толще, которые характеризуются коллекторами с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и высокой долей трудноизвлекаемых запасов с низкой продуктивностью скважин. Однако и в неокомских отложениях в северной части провинции, в Надым-Пурской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областях, значительная часть запасов нефти категории С₂ относится к ТИЗ (Восточно-Мессояхское, Салекоптское, Ен-Яхинское, Уренгойское и другие месторождения. Более 50% запасов нефти категории С₂ оценены на залежах с дебитом скважин менее 5-10 м/сут.

По данным ИГиРГИ и СибНИИНП подтверждаемость запасов нефти категории С₂ при переводе в разведанные запасы в регионе широко изменяется и в среднем равна 0,6.

Таким образом, запасы нефти категории С₂ Западной Сибири при их большой количественной оценке по качественным характеристикам уступают не только уже реализованным запасам, но и текущим запасам категории АВС₁.

Неразведанные ресурсы нефти. Количественная оценка неразведанных ресурсов нефти Западной Сибири на протяжении многих лет является предметом острых дискуссий. При принятой официальной оценке неразведанные ресурсы (С₃+ Д₁ + Д₂) составляют около 60% НСР Западной Сибири и количественно представляют огромный резерв для подготовки запасов промышленных категорий. Опустив в данном случае споры о количестве, как не имеющие отношение к рассматриваемой теме, дадим оценку их качественным особенностям.

Перспективные ресурсы (категория С₃) размещены в основном в северных нефтегазоносных областях: 80% их сосредоточено в Надым-Пурской, Среднеобской, Пур-Тазовской и Фроловской НГО. Стратиграфически наибольшие объемы перспективных ресурсов нефти связаны с неокомским (35%), тюменским (31%), ачимовским (19%) и васюганским (15%) комплексами, причем более активная и достоверная часть приурочена к неокомскому и васюганскому комплексам. Отличительной особенностью ресурсов нефти категории С₃ является их низкая концентрация на многих структурах. Поэтому открытия месторождений на структурах, оцененных по категории С₃, будут в основном мелкими по запасам, главным образом 3-10 млн. т.

Перспективные ресурсы нефти из-за приуроченности их значительной части к низкопродуктивным коллекторам имеют неблагоприятную характеристику по продуктивности. Так, ресурсы с дебитом скважин менее 10 т/сут составляют 50%.

На состояние ресурсов нефти категории С₃ негативное влияние оказывает их низкая подтверждаемость при переводе в разведанные и предварительно оцененные запасы. Коэффициент достоверности перспективных ресурсов широко изменяется во времени и по отдельным нефтедобывающим районам. По данным ИГиРГИ и СибНИИНП его величина в последнее десятилетие составила 0.4.

Приведенные данные свидетельствуют о напряженном положении в регионе с выбором наиболее перспективных структур для ввода их в глубокое бурение.

Подавляющая часть неразведанных ресурсов нефти (около 80%) в Западной Сибири приходится на прогнозные ресурсы. При этом в связи с высокой степенью изученности нефтеносности провинции на региональном уровне практически все ресурсы отнесены к категории Д₁. Около 30% прогнозных ресурсов нефти оценены в труднодоступных северных районах Западной Сибири - Надым-Пурской, Пур-Тазовской, Ямальской и Гыданской НГО.

Для прогнозных ресурсов нефти характерно значительное сокращение (по сравнению с накопленной добычей и разведанными запасами нефти) их доли в высокопродуктивном неокомском комплексе пород (см. рис.1). Если из отложений неокомского комплекса добыто 86% нефти, а доля разведанных запасов в этих отложениях составляет около 55%, то удельный вес неразведанных ресурсов нефти (категории Д1+ Д2 + С₃) составляет в них лишь 39%. Возрастает доля ресурсов в глинистых полимиктовых коллекторах тюменской свиты (24,0%), имеющих в основном низкие фильтрационно-емкостные свойства. Ресурсы нефти, связанные с ними, относятся в значительной мере к трудноизвлекаемым. Велика доля трудноизвлекаемых ресурсов в отложениях ачимовского и даже неокомского комплексов. В последнем почти одна треть ресурсов нефти связана с нефтегазовыми залежами.

Опыт геологоразведочных работ последних лет в Западной Сибири свидетельствует о постепенном увеличении количества несводовых ловушек, вовлекаемых в разведку. Поэтому значительная часть прогнозных ресурсов нефти связана с залежами более сложного геологического строения, чем разведанные запасы. Если последние в основном приурочены к сравнительно простым, уверенно обнаруживаемым геофизическими методами антиклинальным поднятиям, то для прогнозных ресурсов ожидается существенное увеличение доли ловушек различных неантиклинальных типов. Согласно последней прогнозной оценке доля ресурсов нефти в неантиклинальных ловушках составляет в Западной Сибири 67%. Выявление и подготовка к бурению подобных ловушек требуют более совершенных методов геолого-поисковых работ, прежде всего, сейсморазведки, а подготовка запасов на них - большего объема глубокого бурения.

К важнейшей характеристике качества запасов и неразведанных ресурсов нефти относится крупность запасов месторождений. Анализ ретроспективы открытий и экстраполяция складывающихся соотношений на перспективу показали, что самые значительные средних размеров запасы были открыты в 1965-1971 гг. (более 300 млн. т). К настоящему времени средний размер запасов открываемых нефтяных месторождений уменьшился до 20 млн. т. В перспективе будет происходить дальнейшее снижение средних размеров запасов и размеров наиболее крупных месторождений (рис. 3).

Среди открытых в Западной Сибири нефтяных и нефтегазовых месторождений 50% относятся к категории мелких с максимумом в интервале запасов 3-10 млн. т (рис. 4). Однако 37% начальных разведанных запасов приходится на семь уникальных месторождений.

График распределения открытых месторождений по классам крупности имеет симметричный вид, где число месторождений снижается для наиболее крупных и мелких месторождений. Оценка структуры неразведанных ресурсов на основе математического распределения Парето [2,4] показала существенное отличие прогнозируемого распределения от фактического в области мелких и средних по размерам запасов месторождений. В целом, чем меньше запасы месторождений, тем больше их число. Прогнозируется, что большая часть неразведанных ресурсов нефти представлена несколькими тысячами мелких (менее 10 млн. т) и 250-300 средних по запасам месторождений. Среди крупных будут преобладать нефтяные месторождения с запасами 30-100 млн. т. Прогнозируются к открытию несколько крупных месторождений с запасами 100-200 млн. т. Особым вопросом является оценка вероятности открытия уникальных по запасам нефти месторождений. В Западной Сибири в соответствии с количественной оценкой прогнозных ресурсов нефти и используемым законом распределения возможно открытие одного-двух уникальных месторождений. Однако сопоставление площадных размеров уникальных месторождений (300 км² и более) свидетельствует о невысокой вероятности открытия в Западной Сибири месторождений, уникальных по размерам запасов нефти. Кстати, уникальные по запасам месторождения не были открыты в Западной Сибири с 1983 г.

Итак, для Западно-Сибирской провинции, крупнейшей по объему ресурсов нефти всех категорий, характерен в последние годы серьезный спад добычи, важнейшей геологической причиной чего служит ухудшение качества запасов, в том числе высокая степень выработанности разрабатываемых месторождений и последовательное накопление на балансе запасов более низкого качества, в том числе трудноизвлекаемых, доля которых в общем объеме текущих разведанных запасов превысила половину. Крупные по объему неразведанные ресурсы нефти Западной Сибири качественно уступают запасам промышленных категорий как по степени концентрации (запасам месторождений), так и продуктивности.

ВЫВОДЫ

1. В Западной Сибири высокие темпы освоения запасов преимущественно неокомских отложений привели к росту доли низкопродуктивных запасов и ресурсов нефти, объем которых в настоящее время составляет несколько десятков миллиардов тонн. Учитывая, что в России высокий уровень добычи возможен только за счет нефтегазоносных недр Западной Сибири, освоение этих низкопродуктивных запасов и ресурсов, и особенно категории трудноизвлекаемых, является объективной необходимостью.

2. Изменения в структуре ресурсов и запасов нефти Западной Сибири необходимо учесть при разработке долгосрочной стратегии нефтедобычи. Очевидно, что дальнейшее развитие должно идти с увеличением инвестиций в разведку и разработку месторождений, адекватным изменению качества сырьевой базы, а также с созданием и ускоренным освоением новых высокоэффективных технологий извлечения нефти, особенно для категории трудноизвлекаемых запасов.

3. Необходимо пересмотреть принципы классификации запасов и ресурсов нефти и газа в России, предусмотрев помимо степени изученности ресурсов характеристику их продуктивности и экономическую целесообразность освоения в качестве классификационных признаков.

*Редколлегия журнала не полностью разделяет мнение авторов относительно сырьевой базы. Главными причинами падения уровня добычи являются, во-первых, потери централизованного управления, во-вторых, низкая организация работ и слабое профессиональное управление, в-третьих, недальновидная государственная политика по удовлетворению потребностей отрасли капиталовложениями.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Геология нефти и газа Западной Сибири. // А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов, B.C. Сурков, А.А. Трофимук, Ю.Г. Эрвье. - М.: Недра, 1975.
2. Конторович А.Э., Фотиади Э.Э., Демин В.И. Прогноз месторождений нефти и газа. - М.: Недра, 1981.
3. Крылов Н.А. О возможности использования показателя кратности запасов нефти при планировании добычи и геологоразведочных работ// Геология нефти и газа. -1984. - № 12. - С. 30-33.
4. Крылов Н.А., Батурин Ю.Н., Рыжик В.М. Прогнозирование крупности запасов месторождений нефти и газа неразведанных ресурсов// Системный подход в геологии. - М., 1986. - С. 14-15.
5. Халимов Э.М., Гомзиков В.К., Фурсов А.Я. Управление запасами нефти. - М.: Недра, 1991.

ABSTRACT

High rate of reserves developement at Western Sibiria led to increasing of low productive oil resources share, wich should be developed. Further developement should be accompanied by increasing of investigations in fields prospecting and exploration. Principles of oil and gas resources classification at Russia should be revised.

Рис. 1. Структура начальных суммарных ресурсов нефти Западной Сибири.

>Запасы и ресурсы нефти: 1 - в нефтегазовых залежах (процент от ресурсов соответствующей категории данного комплекса); 2 - без имеющихся способов разработки; 3 -со средними начальными дебитами менее 10 т/сут, %

Рис. 2. Зависимость выработанности запасов от продуктивности

Рис. 4. Структура начальных разведанных запасов и начальных суммарных ресурсов нефти по крупности запасов месторождений